7.Что является показателем эффективности разработки залежи?

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи.

8.Что является основной энергией продвигающий нефть?

Напор краевых и подошвенных вод, упругость парод и жидкостей, газ и т.д.

9. На основе какого проектного документа осуществляется строительство объектов сбора, внутри промыслового транспорта и подготовки скважинной продукций?

Проект обустройства нефтяного месторождения является основным документом, на основе которого осуществляется строительство объектов сбора, внутри промыслового транспорта и подготовки скважинной продукции.

Под скважинной продукцией понимают много компетентное вещество, поступающее из скважин и состоящее из нефти, пластовой воды, различных примесей и растворенного газа.

Основными элементами системы сбора и подготовки скважинной продукции являются:

добывающие скважины;

автоматизированные замерные установки (АГЗУ);

дожимные насосные станции (ДНС);

центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС или ЦППН).

Элементы системы связаны между собой с

помощью трубопроводов.

10. Какие этапы выделяют по динамике добычи?

Этапы разработки нефтяного месторождения выделяются по динамике добычи нефти в зависимости от безразмерного времени, т.е. отношения накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти [3,13] и представлены на рис.1.1.

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости n_в (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 3.24). Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рис. 3.24. Типовая динамика темпа добычи нефти Т_дн, жидкости Т_дж и обводненности продукции n_в при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:

1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти;3 ‑ значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

• интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1  2 % в год от балансовых запасов);

• быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6  0,8 от максимального;

• резким снижением пластового давления;

• небольшой обводненностью продукции n_в (обводненность продукции достигает 3  4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);

• достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи К_н (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4  5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Т_дн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

• более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3  17 %) в течение 3  7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1  2 года - при повышенной вязкости;

• ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

• нарастанием обводненности продукции n_в (ежегодный рост обводненности составляет 2  3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

• отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

• текущим коэффициентом нефтеотдачи , составляющим к концу стадии 30  50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10  15%.

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

• снижением добычи нефти (в среднем на 10  20 % в год при маловязких нефтях и на 3  10 % при нефтях повышенной вязкости);

• темпом отбора нефти на конец стадии 1  2,5 %;

• уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

• прогрессирующим обводнением продукции n_в до 80  85 % при среднем росте обводненности 7  8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

• повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи К_н на конец стадии до 50  60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20  30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- суммарным отбором жидкости 0,5  1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5  10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Т_дн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности n_в.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80  90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:

- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Т_дн (в среднем около 1% );

• большими темпами отбора жидкости Т_дж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м³/м³);

• высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

• более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4  0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

• отбором за период стадии 10  20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15  20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.